07.10.2011 Инженерная практика №10/2011

Одна из основных задач развития компании «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь» на современном этапе заключается во внедрении компьютерных технологий поиска, разведки и контроля эксплуатации нефтегазовых месторождений. Современное состояние разработки месторождений повышает планку требований к АРМ геолого-технологических служб, что стимулирует рост «насыщенности» подразделений компании высокопроизводительной вычислительной техникой. Большое внимание также уделяется информационно-вычислительной сети, системе обработки информации и измерительным комплексам. Особую важность приобретает вопрос оснащения скважин приборами мониторинга, обеспечивающими сбор технологической информации непосредственно на месторождениях. Собранные данные подвергаются обработке и анализу с целью подготовки технико-экономических решений по различным аспектам производственного цикла. Дальнейшее развитие этих систем позволит обеспечить удаленный доступ в режиме реального времени к информации о технологических процессах в скважинах, что в свою очередь даст возможность оптимально выбирать режим эксплуатации куста и каждой скважины по технологической схеме (рис. 1).

Процесс внедрения новейших контрольно-измерительных комплексов непосредственно связан с геолого-промысловыми исследованиями, которые вы-являют элементы согласованности данных, поступающих с глубинных датчиков, и измеряемых параметров объектов. Это позволяет оценить погрешности измерений, выполняемых различными ТМС; создать алгоритм совместимости данных ТМС с расчетными методами определения забойного давления, осуществить пересчет кривых восстановления уровня (КВУ) и давления (КВД); повысить точность интерпретации данных по полученным параметрам с учетом пересчета их на забой скважины (Р_пл, Р_заб, КВД, КВУ); разработать регламент для вывода скважин на оптимальный режим работы на основе данных ТМС.

ЦЕЛЬ И ЗАДАЧИ ПРОЕКТА

С 2007 года в ЦДНГ-4 ТПП «Когалымнефтегаз» на Тевлино-Русскинском месторождении реализуется проект по контролю разработки участка ЦДНГ-4 на основе новейших добычных технологий. К основным задачам проекта следует отнести обеспечение информацией о состоянии фонда скважин, оснащенных УЭЦН, и предоставление информации для анализа и принятия решений. Среди дополнительных задач можно выделить:

• дистанционный мониторинг и управление режимами эксплуатации добывающего фонда скважин, оснащенных УЭЦН;
• замена существующих каналов передачи данных по радиосвязи на высокоскоростные каналы;
• сокращение времени реагирования на внештатные ситуации — аварийные остановки агрегатов, посадки и отключения электроэнергии, порывы трубопроводов;
• возможность планирования ремонтов технологического оборудования, не дожидаясь его выхода из строя;
• вывод данных с контроллеров систем массового учета сырой нефти в соответствии с ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа»;
• вывод данных с контроллеров расхода воды нагнетательных скважин.

В рамках проекта проводится внедрение систем телеметрии, предназначенных для регистрации и передачи внешним устройствам текущих значений температуры статорных обмоток ПЭД, давления на приеме насоса и температуры откачиваемой пластовой жидкости. При комплектации погружного блока ТМС дополнительными модулями можно расширить диапазон контролируемых параметров, включив в него частоту вращения вала ПЭД, зенитный угол (отклонения от вертикали) оси погружного насоса и пиковые значения вибрации (виброускорения) погружного электроагрегата. На участке ЦДНГ-4 Тевлино-Русскинского месторождения внедряются ТМС различных заводов-производителей.

По состоянию на 01.08.2011 года датчиками телеметрии было оснащено 248 скважин, что составляет 53% действующего фонда ЦДНГ-4, оборудованного УЭЦН. Большая часть датчиков приходится на скважины, эксплуатирующие пласты БС-10, далее следуют скважины, пробуренные на БС-12, меньше всего датчиков установлено на скважинах, вскрывших ЮС-1 (рис. 3). Такая ситуация связана с тем, что юрские пласты только начинают активно вовлекаться в разработку.

ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ ТМС НА СКВАЖИНАХ ЦДНГ-4(Т)

Среди реализованных на скважинах ЦДНГ-4(Т) функциональных возможностей ТМС следует отметить гидродинамические исследования, проведение профилактических мероприятий при снижении подачи, а также использование ТМС в контакте СУ с ЧРП.

Благодаря оснащению скважин ЦДНГ-4(Т) термоманометрическими системами появилась уникальная возможность использования прямых замеров давления на приеме насоса при проведении гидродинамических исследований (ГДИ). Программы ГДИ с 2009 года формируются с учетом данных, поступающих от ТМС. Примером реализации такой функциональной возможности может служить снятие КВД с помощью ТМС на скважине №6965 куста 59 (рис. 4).

Профилактические мероприятия при снижении подачи проводились на скв. №3522 куста 258, запущенной в эксплуатацию после бурения. Скважина была оборудована ЭЦН-25-2100 с ТМС. После запуска и вы-вода на режим скважина работала со стабильным давлением на приеме насоса и стабильной температурой. Через 14 сут начался рост давления на приеме насоса и рост температуры ПЭД. При этом произошло снижение подачи с 31 до 9 м³/сут и начались отключения по превышению температуры двигателя. При скребковании внутренней поверхности НКТ обнаружились отложения АСПО. После проведения обработки удалось добиться снижения давления и температуры.

Также посредством ТМС был реализован вывод скважин на режим без участия операторов. В 2008 году было успешно проведено пять таких операций. В настоящее время в ТПП «Когалымнефтегаз» проводится пробная эксплуатация СУ «Орион-03400» с установленным наземным блоком ТМС-Э5 для работы с системой телеметрии производства «ИРЗ ТЭК». Но делать какие-либо выводы о соответствии заявленных параметров подконтрольного оборудования практическим результатам пока рано в связи с малыми продолжительностью испытаний и наработкой СУ.

ОПЫТ ВНЕДРЕНИЯ СТМК

Следующим шагом во внедрении ТМС стало создание интеллектуальных кустов скважин с возможностью вывода параметров работы скважин в систему телемеханики, и изменение параметров настройки с пульта диспетчера. С апреля 2011 года началось внедрение модульных кустовых систем телемеханики (СТМК) (рис. 6, 7).

Функциональная схема СТМК (рис. 8) состоит из двух уровней. Нижний уровень представлен КИП, исполнительными механизмами, кустовым контроллером-сборщиком; верхний уровень — сервером ТМЦДНГ-4, web-сервером ЦДНГ-4 и АРМ ЦДНГ-4. Доступ к web-серверу осуществляется посредством стандартных браузеров. В качестве последовательно-параллельного преобразователя информации (контроллера-сборщика) на кусте скважин принято стандартное оборудование — двухканальные преобразователи (RS-485/Ethernet) и сетевые коммутаторы с размещением в ПКУ/БМА. Для приема и передачи информации диспетчеру ЦДНГ-4(Т) от web-сервера системы ТМ ЦДНГ-4(Т) используется отдельный радиоканал с шифрованием информации, в качестве резервного канала — существующая линия высокоскоростной связи (ЛВС) с шифрованием данных. Функции телеуправления технологическими процессами на кустах скважин доступны персоналу ЦДНГ или ЗАО «ЛУКОЙЛ ЭПУ Сервис» в соответствии с уровнем доступа.

Местом сбора телеметрической информации с кустовых площадок (рис. 9) служит узел связи Тевлино-Русскинского месторождения. Для организации связи применялось оборудование широкополосного беспроводного доступа (ШБД) — радиопередатчики ScayMan. Базовые станции расположены на узлах связи Тевлино-Русскинского месторождения, ДНС-1 и БМА куста 86. Для удаленных кустов предусмотрена установка репитеров.

В настоящее время СТМК обеспечивает выполнение следующих функций:

• дистанционный контроль и управление технологическими установками кустовой площадки с АРМ ДП ЦДНГ и АРМ ДП «ЭПУ Сервис» в соответствии с уровнем доступа персонала;
• дистанционный ввод и изменение значений уставок СУ ЭЦН с АРМ ДП ЦДНГ и АРМ ДП «ЭПУ

Сервис» с разграничением прав доступа (корректировка защит СУ, изменение частоты и количества оборотов ПЭД);

• сигнализация об отклонениях параметров от заданных значений, отказах технологического оборудования и элементов комплекса;
• регистрация, хранение, обработка и визуализация информации в виде таблиц, диаграмм о контролируемых параметрах, аварийных ситуациях и оперативных действиях персонала;
• хранение и обработка полного объема информации в течение не менее одного года, в том числе по замерам с систем массового учета сырой нефти и газа на кустовой площадке и групповых систем учета воды, без применения специализированных средств архивирования;
• выполнение в диалоговом режиме запросов производственного персонала;
• сокращение времени реагирования на внештатные ситуации — аварийные остановки агрегатов, посадки и отключения электроэнергии, порывы трубопроводов;
• вывод данных с контроллеров систем массового учета сырой нефти в соответствии с ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа»;
• возможность управления массомером: переключение скважин на замер с пульта диспетчера (эта функция была недоступна в системе телемеханики АДКУ) (рис. 10, 11);
• вывод данных с контроллеров расхода воды скважин системы ППД;
• удаленное управление и контроль работы скребков Сулейманова;
• автоматическая выгрузка информации о технологических режимах работы добывающих и нагнетательных скважин, сведений о конструкции скважины, подземном оборудовании в систему телемеханики из базы данных Oil Info System.

Телемеханика позволяет с пульта оператора в реальном времени контролировать замер дебита скважины, характеристики погружного оборудования, определять причину остановки скважины, а также выполнять мониторинг режима работы скважины по таким параметрам, как фазовое напряжение, дисбаланс токов, чередование фаз, ток по фазам, сопротивление изоляции, частота вращения вала ПЭД, коэффициент мощности, загрузка ПЭД, количество пусков, общая наработка, время работы после пуска, давление на приеме насоса, температура ПЭД и окружающей среды и т.д. (рис. 12). На экран можно одновременно вывести информацию по 20 параметрам одной скважины.

С точки зрения аналитических возможностей СТМК позволяет создать межобъектные контуры регулирования системы «скважина — куст — ДНС — БКНС — ЦППН», единый портал технологической информации «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь», а также систему аналитической отчетности, основанной на информации, хранящейся в локальных базах данных технологических объектов (для более глубокого анализа — на информации центральной базы данных). Наряду с положительными характеристиками СТМК присущи и недостатки. Так, за период с мая по сентябрь 2011 года при эксплуатации СТМК ЦДНГ-4 (Т) были выявлены недоработки программного обеспечения, которые постепенно устраняются в процессе работы. При этом нерешенной проблемой остается нестабильность связи с контролерами и отказ RS 485 порта после подключения к СТМК. Еще одна проблема заключается в отсутствии программного обеспечения для порта RS 485 и СУ с ЧРП производства «Борец» и «Электон», а также отсутствие порта RS 485 на станциях «Ритэкс-03» и «Ритэкс-04». Проблема находится на стадии решения: программное обеспечение разрабатывают компания «РИТЭК» и «ЛУКОЙЛ-Информ» соответственно.

Можно заключить, что использование погружного оборудования с ТМС вместе с СТМК дает технологической службе добывающего предприятия ряд неоспоримых преимуществ. В обозримом будущем мы планируем оснастить ТМС весь фонд скважин, оборудованных УЭЦН. Что касается ближайших планов, то до конца текущего года в систему телемеханики будем внедрен алгоритм, позволяющий определять причины неисправности погружного оборудования и планировать возможные мероприятия для восстановления его работоспособности, а также загружать в систему телемеханики графики проведения обработок от солеотложений и АСПО.